中国储能网讯：中共中央在《关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中提出的树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，对于指导我国能源电力“十三五”乃至中长期的科学发展意义重大。今后一段时期，我国能源电力行业将着力推进创新发展和绿色发展，一是加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系；二是不断提高非化石能源比重，推动煤炭等化石能源清洁高效利用；三是加快发展风能、太阳能、生物质能、水能、地热能，安全高效发展核电；四是加强储能和智能电网建设，发展分布式能源，推行节能低碳电力调度；五是改革能源体制，形成有竞争的市场机制。
“十二五”时期临近收官，对比《能源发展“十二五”规划》中的一些重要指标，总体完成情况较好。煤炭消费比重、非化石能源比重、碳减排和能耗强度等预计可以达到或超额完成指标，能源消费总量超出原规划3亿吨标准煤，而这主要是因为统计数据调整等因素造成的。由于受近两年经济增长放缓、结济构调整等因素影响，电力需求增速大幅放缓，我国全社会用电量低于预期；电力装机基本实现了预期规划指标，核电装机受福岛核事故影响不及预期，但太阳能发电装机超出规划数值近一倍。
随着“十三五”规划即将出台，如何研判能源电力行业需求，如何调整供应结构、推进绿色发展成为各方面关注的重点之一。近年来，政府部门和相关企业组织研究机构开展了一系列研究论证，本文试图给出部分研究结果，阐述若干观点。
能源电力需求增长放缓明显
我国经济发展历经30多年的高速增长，随着资源环境约束增强、人口红利逐步消失，以及产业升级等因素的影响，将逐步进入到高效率、低成本、可持续的中高速发展阶段。
新常态下，中国经济将呈现速度变化、结构优化和动力转换三大特征。首先增速换挡，经济增速从过去10%左右的高速增长转为 7%左右中高速增长，2020年以后增速将继续回落。其次受调整结构影响，经济和产业结构将发生全面、深刻的变化，不断优化升级。第三产业将逐步成为产业主体，预计到2020年，第三产业增加值将占我国GDP53%左右。最后是动力转换，经济增长的动力从要素驱动转向创新驱动，释放新需求，创造新供给，着力提高全要素生产率。
随着经济增速回落，能源消费增速也将从以往的高速增长态势回落至低速增长阶段。未来一段时间，大力推进经济转型升级，第三产业比重持续上升，加快化解产能过剩，限产关停高耗能产业，治理大气和环境污染将成为焦点问题。因此，能源增速将会有较大回落。
综合各方面判断，预计2020年我国能源消费总量将达到47亿 ~48亿吨标准煤，“十三五”期间我国能源需求平均年增长2%左右；2030年能源消费总量将达到53亿~55亿吨标准煤，2020~2030年期间年均增速在1.5%左右。能源消费结构将呈现煤炭比重大幅下降、非化石能源和天然气比重大幅上升的特点。
由于治理环境污染、节能减排、电气化水平持续提升，电力消费增速回落将明显低于能源消费增速回落。因此，未来电力需求增长仍有较大空间。统计表明，中国近30年来电气化水平提升与能源消费强度下降呈负相关关系，电能占终端能源消费比重每提高 1个百分点，单位GDP能耗下降3%~4%。实证研究表明，提升电气化水平有利于全社会用能控制和节约，应是未来长期坚持的方向。
综合考虑各种因素，预计“十三五”期间全国用电量年均增长5%~6%，到2020年全社会用电量将达到7.4万亿~8.0万亿千瓦时。2020~2030年期间，电力需求年均增速进一步回落至2.5%~3.5%，用电量约9.7万亿~11.3万亿千瓦时。2030年以后，电力需求将趋于饱和，年用电量增长进入1%~2%的区间。
到2040年以后，随着我国工业化、城镇化进程基本完成，以及人口达到峰值，我国电力需求增速将大幅下降，逐步进入饱和阶段。届时，全社会用电量将达到 11万亿 ~14万亿千瓦时，人均用电量将达到8000~10000千瓦时，电能占终端能源的比重将提高到 45%左右。
电力需求进入饱和阶段，将呈现“先东后西”的区域梯度和“先工业后服务业”的行业梯度特点。具体来说，传统高耗能行业转移路线整体上呈自东向西的趋势，带动电力需求也呈相似特点逐步进入饱和区；同时，第二产业的用电饱和时段先于第三产业和居民生活用电，第二产业内的重工业用电饱和时段则先于轻工业。
能源电力结构调整前所未有
以往电力规划面临的形势基本上是“供不应求”，首要目标是如何加大供应满足需求。当前，部分地区电力供过于求，如何合理规划好各种发电能源，以更清洁、高效、绿色的方式满足安全供应，是当前需要深入研究的问题。
未来，煤炭等常规化石能源将由“供给不足”转向“供给过剩”，新能源快速发展，但也面临局部消纳难等问题。
常规发电能源主要是煤炭，从供应看，2014年中国煤炭产量38.7亿吨，同比下降2.5%，2015年煤炭产量预计为38亿吨，同比下降1.8%。从长远看，随着结构调整力度的不断加大，煤炭需求增速放缓、供大于求的局面预计将长期存在。雾霾治理、生态环境压力和低碳发展的倒逼机制将使煤炭消费总量峰值时间明显提前。预计煤炭消费峰值将于2020年左右出现，而煤电装机容量将于2025年前达到峰值，其后进入总量递减阶段，定位由“电量供应主体”逐步转变为容量供应主体。
从新能源的发展来看，2014年，中国风电、太阳能发电装机已分别达到9700万千瓦、2500万千瓦，分别居世界第一、第二位。但与此同时，新能源资源富集地区负荷水平不高，总体市场空间有限，消纳面临很大困难。从全国范围来看，新能源电量占用电比重仍不到5%，区域性过剩和发展不平衡矛盾困扰着新能源的持续健康发展。
“十三五”期间，中国水、核、风、太阳能等非化石能源发电仍将快速发展，常规水电新增装机规模或将达到0.6亿千瓦以上，核电约0.3亿千瓦，风电约1.4亿千瓦，太阳能发电1.1亿千瓦。发电量中，非化石能源发电的比重将上升至 28%左右，煤电降至 63%左右。到 2020年，非化石能源利用总量超过7亿吨标准煤，占一次能源消费比重超过15%，其中，转化为电力的非化石能源占84%。由此可见，电力在非化石能源的开发利用中始终居于中心地位。
预计到2030年，非化石能源占一次能源消费比重有望达到25%左右。其中风电、太阳能发电将得到大规模开发利用。届时，全国电源总装机将达到30.3亿千瓦，其中，非化石能源装机占比将从目前的32%提高到54%。未来，我国风电更多地布局在“三北”地区，太阳能以集中与分散相结合。考虑到负荷需求，调峰能力配置以及中东部地区环境治理等因素，风电、太阳能发电及西南大水电必须跨区输送，需要建设全国统一的大市场。
基于以上分析，未来我国将呈现大规模的可再生能源发电“西电东送”“北电南送”的电力流格局。预计2020年我国可再生能源跨区电力输送规模有望达到约2亿千瓦，2030年可再生能源电力流总规模有可能超过6亿千瓦。
未来我国能源电力供应结构面临的重大调整，决定了电力行业在助力能源行业尽早达到碳排放峰值的同时，其自身的碳排放峰值很可能晚于整个能源行业，预计到2025年左右排放强度将会快速大幅下降。
大气污染治理要求减煤和煤炭清洁高效利用，而转换为电力是煤炭实现清洁、高效、便捷利用的主要途径。中国煤炭用于发电的比例为51%，世界平均水平为62%，欧美发达国家则达到80%以上。在我国能源消费中，还有大量直接燃烧低效使用的煤炭。因此煤炭消费总量达到峰值后，非发电领域的煤炭消费仍将持续转移到电力行业，使得煤电发电量及相应的碳排放量在能源行业碳排放达到峰值后，还将保持一定时期的增长，出现峰值时间差。加快清洁替代将会缩短峰值时间差。
新能源大发展需要跨区输送和消纳
2030年之前，我国的非化石能源消费量占一次能源消费比重将快速上升，风电、太阳能发电得到大规模开发利用。综合考虑风电、太阳能发电资源经济性、当地负荷匹配程度、调峰电源布局以及中东部环境治理等因素，风电、太阳能发电跨区输送和配置势在必行。
“十三五”期间，预计全国西电东送、北电南送规模将显著增长，跨区输电通道的建设力度前所未有，全国联网强度须满足跨区域电力资源优化配置要求。驱动因素有3点：大气污染治理；新能源的开发输送；更大范围电力市场的建设需要。特高压交直流发展面临重大机遇，将在保障中东部地区电力供应、促进西部北部新能源消纳、治理雾霾等方面发挥重要作用。
未来电力的跨区供应和输送将逐步过渡到以清洁能源为主导，特高压直流主送新能源，提高清洁电力外送比重技术上可行，经济上合理。通过优化电源配比和运行方式安排，新能源电量可达总输送电量的85%以上，输电通道利用水平可达5500小时以上，输电落地电价比受端建设的新电源上网电价低约0.02元 /千瓦时以上，具有一定的竞争力。从中长期来看，特高压直流或柔性大容量直流100%输送新能源也具备可行性，输电通道利用小时数在5000~5500小时，输电到受端电价仍具有竞争力。
智能电网技术创新取得新进展，应用领域不断扩大。新能源、分布式能源的灵活接入与高效消纳，电动汽车、新型储能的推广应用，互动用电、智能用电的蓬勃发展，是推动智能电网技术普及和商业模式创新的重要引擎。可以预见，“十三五”跨区输电网和智能配电网都将得到长足发展，多年来困扰电网发展的“两头薄弱”问题将会明显改观。
加快建设抽水蓄能等灵活调节电源，将有助于未来清洁能源大发展。目前，主要发达国家煤电装机比例在40%以下，油气装机比例在15%以上，抽水蓄能装机比例在4%~9%之间，系统调峰能力较强。相比国外，我国煤电装机比重一直高达60%以上，燃气装机占比仅为4.4%，新能源装机比例仅为1.7%，电力系统调峰能力不足已成为制约新能源消纳的重要原因。促进新能源消纳，要加快抽蓄、燃气等调峰电源建设，挖掘常规火电机组调峰能力，充分利用水电、需方响应等多种形式的调峰资源，多措并举提高灵活调节能力。根据优化研究，预计到2020年，抽水蓄能、燃气等灵活电源比重应由2014年的5.8%提高到7%左右，2030年将达到10%左右。
新能源大规模融入电力系统，不仅需要输送通道的支撑，更需要引入市场手段和政策的优化调整。
一方面，新能源消纳须及早纳入市场机制。我国亟需建立适应可再生能源大规模开发利用的电力市场体系，高效整合各类电力市场资源，加快构建包含电能量市场、辅助服务市场、容量市场等在内的全国统一电力市场，并健全市场规则，加强市场监督。
与此同时，要对可再生能源补贴政策进行调整，应充分借鉴德国的相关经验。首先，根据补贴总额对各类可再生能源限定年度新增规模，避免发展过热或过冷，做到补贴成本可承受；其次，对可再生能源项目全面引入市场机制，可以在享受国家规定的固定上网电价或在补贴基础上参与市场竞争；再次，引入招标机制，通过招标确定补贴额度，采用市场竞争方式确定最低成本的可再生能源项目，促进竞争，降低成本；最后，可再生能源成本分摊既要考虑个别成本也要体现系统成本，将跨区输电、调峰调频等纳入可再生能源补贴范围，体现公平竞争、有偿服务的原则，保障各类电源及电网的协调发展。
总的来说，“十三五”及今后一段时期，中国电力工业面临难得的历史机遇，能源结构调整，大气污染治理，终端用能方式变革，将为电力发展转型注入新的活力。如何提质增效、创新驱动、绿色发展，是永恒的主题。因此，未来电力工业必须以科学规划为引领，做好当前与长远、能源与环境的统筹协调，着力打造电力系统的升级版，更好地服务经济社会的持续健康发展。
